К оглавлению

Учет влияния глинистости при определении коэффициента нефте- и газонасыщения по данным метода сопротивления

В. Н. ДАХНОВ

В глинистом коллекторе величина параметра насыщения Р_нг =ρ_нп.г/ρ_вп.г, рассчитанного по данным измерения средних значений удельных сопротивлений ρ_нп.г и ρ_вп.г коллектора в нефтеносном и водоносном состоянии, не равна параметру насыщения Р_н =ρ_нп/ρ_вп его песчаном части, где ρ_нп и ρ_вп соответственно удельные сопротивления нефтеносных и водоносных песчаных прослоев. Как следствие этого коэффициент Кн,к нефте- и газонасыщения коллектора, определенный по параметру Рн.г без учета глинистости коллектора, не будет равен коэффициенту Рн нефте- и газонасыщения его песчаной части, характеризующему промышленное нефтенасыщение коллектора. Для определения величины последнего необходимо знать Рн [1, 2].

В том случае, когда песчано-глинистый коллектор представлен чередующимися песчаными и глинистыми пропластками, причем отношение суммарной мощности h_гл глинистых пропластков в общей мощности H коллектора определяется величиной χ_гл,

где ρ_гл - удельное сопротивление глин [2].

Так как Рн>l, то при всех условиях Рнг<Рн. Причем это неравенство тем больше, чем больше χ_гл и чем в большей степени ρ_вп/ρ_гл или Рн*ρ_вп/ρ_гл отличаются от единицы.

Из формулы (1) следует, что

Таким образом, искомое значение Р_н может быть рассчитано, если известны Рн.г, χ_гл, ρ_вп и ρ_гл. Расчет можно выполнить графически при помощи специальной номограммы [2].

Интересно оценить величину погрешности, которая может быть допущена, если при подсчете запасов нефти и газа исходить из значения Кнк, определенного по величине Р_н.г, как это нередко делается на практике. Эту погрешность можно установить, исходя из следующих положений.

В объёме порового пространства, приходящегося на единицы мощности Н и площади песчано-глинистого коллектора, нефть содержится в количестве

q_H=Кн* h_п /Н=Кн*(1- χ_гл)                   (3)

где h_п - мощность песчаных прослоев и Кн - коэффициент их нефте- и газонасыщения.

При расчете q_H по данным удельного сопротивления без учета глинистости принимают

q_нк=Кнк                 (4)

где Кнк- кажущийся коэффициент нефтенасыщения, величина которого определяется по значению Рн.г. Полагая

и,

подставляя эти значения в формулу (1) и решая ее относительно Кнк, получим

Таким образом, при подсчете запасов нефти и газа по формуле (4) будет допущена погрешность, относительное значение которой

зависит от значений Кн и χ_гл и ρ_гл/ρ_вп.

На рис. 1 приведена палетка кривых, определяющих зависимость δq_H от χ_гл для различных значений коэффициента Кн и отношения ρ_гл/ρ_вп (шифр кривых) для n= 2. К последней цифре близко значение n у гидрофильных коллекторов. Палетка, изображенная на рис. 1, устанавливает возможность значительных погрешностей при определении q_H в глинистых коллекторах и особенно в тех случаях, когда ρ_гл<ρ_вп.

Поправочные коэффициенты b_н.п и b_н.ср, на которые следует умножить найденное значение Кнк для того, чтобы получить истинное значение Кн в песчаных прослоях или по пласту в целом, определяются следующими соотношениями:

На рис. 2 и 3 изображены палетки кривых зависимости поправочных коэффициентов b_н.п, b_н.ср от Кнк при различных значениях χ_гл и ρ_гл/ρ_вп и n = 2. Эта палетка позволяет по известным данным Кнк, χ_гл и определить коэффициенты b_н.п и b_н.ср и тем самым рассчитать действительное содержание нефти и газа (при атмосферном давлении) в единице объема порового пространства на квадратном метре площади пласта

где h_п - суммарная мощность песчаных прослоев в песчано-глинистом коллекторе общей мощности Н.

В том случае, когда глинистый материал в коллекторе распределен равномерно, при расчете коэффициентов b_н.п и b_н.ср можно принять χгл равным объемному содержанию С_гл глинистого материала.

В глинистых коллекторах значения коэффициента нефтегазонасыщения, рассчитанного по данным Рн.г и содержания в них нефти и газа, всегда меньше их истинных значений. Погрешности в определении Кн(q_н) возрастают с увеличением глинистости и кажущегося коэффициента Кнк нефтегазонасьтщения. Особенно это относится к случаю, когда поровые воды имеют низкую минерализацию и ρ_вп значительно превышает ρ_гл (см. рис. 2).

При распространении вычисленных значений Кнк на всю мощность коллектора погрешности в определении q_н значительно меньше (см. рис. 3), за исключением случаев, когда ρ_гл < ρ_вп. При ρ_гл > ρ_вп запасы будут определены с превышением тем большим, чем меньше Кнк и больше χ_гл.

Таким образом, при подсчете запасов нефти и газа в глинистых коллекторах должно учитываться содержание глинистого материала и его удельное электрическое сопротивление.

При этом необходимо вносить поправки в определение параметра Рн (формула 6) или полученное значение Кнк умножать на поправочный коэффициент b_н.п или b_н.ср в зависимости от того, известна ли общая мощность коллектора или только мощность песчаных прослоев. Величины этих коэффициентов находятся по кривым, изображенным на рис. 2, с использованием правил интерполяции.

ЛИТЕРАТУРА

1. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Гостоптехиздат, 1955.

2. Дахнов В.Н. и Долина Л.П. Геофизические методы изучения нефтегазоносных коллекторов. Гостоптехиздат, 1959.

МИНХ и ГП им. Губкина

Рис. 1. Зависимость относительной погрешности в определении q_н от содержания χ_гл глинистых прослоев в коллекторе при различных значениях Кн и ρ_гл/ρ_вп.

Рис. 2. Зависимость поправочного коэффициента b_н.п от Кнк для различных значений χ_гл и ρ_гл/ρ_вп. Шифр кривых [χ_гл; ρ_гл/ρ_вп]

Рис. 3. Зависимость поправочного коэффициента b_{н ср} от Кнкк_{в к} для различных значений χгл и ρ_гл/ρ_вп Шифр кривых [χгл; ρ_гл/ρ_вп]